RU2666573C1 - Method for development of oil drawing with repair hydraulism of plaster with change of direction of crack - Google Patents
Method for development of oil drawing with repair hydraulism of plaster with change of direction of crack Download PDFInfo
- Publication number
- RU2666573C1 RU2666573C1 RU2017128747A RU2017128747A RU2666573C1 RU 2666573 C1 RU2666573 C1 RU 2666573C1 RU 2017128747 A RU2017128747 A RU 2017128747A RU 2017128747 A RU2017128747 A RU 2017128747A RU 2666573 C1 RU2666573 C1 RU 2666573C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- formation
- stress
- maximum
- fracturing
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/02—Determining slope or direction
- E21B47/026—Determining slope or direction of penetrated ground layers
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для повышения эффективности разработки нефтяных низкопроницаемых залежей с применением повторного гидравлического разрыва пласта (ГРП) с изменением направления трещины ГРП.The invention relates to the oil industry and can be used to increase the efficiency of the development of low-permeability oil deposits using repeated hydraulic fracturing (Fracturing) with a change in the direction of the fracture.
Известен способ разработки нефтяных низкопроницаемых залежей с применением горизонтальных скважин с поперечно-направленными трещинами гидроразрыва пласта (патент РФ №2515628, МПК Е21В 43/18, опубликован 20.05.2014), включающий бурение горизонтальных добывающих скважин, с рядным размещением скважин и ориентацией горизонтальных стволов в направлении минимальных горизонтальных напряжений пласта, и выполнение многостадийного гидроразрыва пласта (ГРП) на указанных горизонтальных добывающих скважинах. Параллельно рядам добывающих горизонтальных скважин, с чередованием через один ряд, бурят ряды нагнетательных наклонно-направленных скважин с выполнением на всех скважинах ГРП, при этом на нагнетательных скважинах, размещенных напротив середины длины горизонтального ствола добывающих скважин, ГРП и запуск в работу осуществляют на этапе, когда все соседние скважины уже пущены в работу: ближайшие добывающие горизонтальные скважины в соседних рядах - в добычу, ближайшие нагнетательные скважины в ряду - в закачку, причем закачку жидкости на наклонно-направленных нагнетательных скважинах ведут при забойном давлении, превышающем давление разрыва пласта. Ограничением данного метода является необходимость бурения сложной системы разработки для образования трещины ГРП, ориентированной в направлении, отличном от регионального направления максимальных напряжений.A known method of developing low-permeability oil deposits using horizontal wells with transversely directed hydraulic fractures (RF patent No. 2515628, IPC ЕВВ 43/18, published 05/20/2014), including drilling horizontal production wells, with in-line placement of wells and orientation of horizontal wells in the direction of the minimum horizontal stress of the reservoir, and the implementation of multi-stage hydraulic fracturing (hydraulic fracturing) in these horizontal production wells. In parallel with the rows of producing horizontal wells, alternating through one row, rows of injection directional wells are drilled with hydraulic fracturing at all wells, while on injection wells located opposite the middle of the horizontal length of the horizontal well of producing wells, hydraulic fracturing and commissioning are carried out at the stage when all neighboring wells have already been put into operation: the closest producing horizontal wells in neighboring rows are put into production, the closest injection wells in a row are being pumped, and the liquid is not directional injection wells are at a bottom-hole pressure in excess of the fracturing pressure. A limitation of this method is the need to drill a complex development system for the formation of hydraulic fractures, oriented in a direction different from the regional direction of maximum stresses.
Недостатком способа является невозможность применения на работающих скважинах с существующей трещиной ГРП, а также ограничение его применимости только в определенной системе разработки.The disadvantage of this method is the inability to use hydraulic fracturing in existing wells with an existing fracture, as well as the limitation of its applicability only in a specific development system.
Известен способ направленного гидроразрыва массива горных пород (патент РФ №2522677 МПК Е21В 43/26, опубликован 20.07.2014), включающий бурение скважины, герметизацию интервала разрыва и нагнетание рабочей жидкости в интервал разрыва. Направление энергетически выгодного развития трещины задают за счет неразрушающего изменения напряженного состояния горных пород в окрестности скважины до начала гидроразрыва путем неравномерного нагружения стенок скважины, или путем неравномерного нагрева стенок скважины, или путем неравномерного охлаждения стенок скважины, или путем создания неравномерного фильтрационного потока жидкости из скважины в горные породы, или путем создания неравномерного фильтрационного потока жидкости из горных пород в скважину, а развитие трещины в процессе гидроразрыва поддерживают непрерывным до достижения трещиной заданного размера.A known method of directional hydraulic fracturing of a rock mass (RF patent No. 2522677 IPC ЕВВ 43/26, published July 20, 2014), including drilling a well, sealing the fracture interval and injecting the working fluid into the fracture interval. The direction of energetically favorable development of the fracture is set due to a non-destructive change in the stress state of the rocks in the vicinity of the well before the start of hydraulic fracturing by uneven loading of the walls of the well, or by uneven heating of the walls of the well, or by uneven cooling of the walls of the well, or by creating an uneven filtration flow of fluid from the well into rocks, or by creating an uneven filtration flow of fluid from the rocks into the well, and the development of cracks in the process of hydraulic fracturing support continuous until the crack reaches a predetermined size.
Недостатком данного способа является необходимость проведения дополнительных, возможно длительных по времени, мероприятий, не входящих в стандартные технологические процедуры ГРП.The disadvantage of this method is the need for additional, possibly time-consuming, activities that are not part of the standard hydraulic fracturing procedures.
Известен способ ориентирования трещин гидравлического разрыва в подземном пласте, вскрытом горизонтальными стволами (патент РФ №2591999 МПК Е21В 43/17, Е21В 43/267, опубликован 20.07.2016), в соответствии с которым: осуществляют закачку первой жидкости гидроразрыва в первый горизонтальный ствол, сообщающийся с пластом по меньшей мере в одном выбранном сегменте, создают давление первой жидкости гидроразрыва в первом стволе для создания поля напряжения вокруг каждого выбранного сегмента первого ствола, осуществляют одновременную закачку второй жидкости гидроразрыва под давлением, содержащей частицы расклинивающего агента, во второй горизонтальный ствол, расположенный на некотором расстоянии по вертикали от первого ствола и сообщающийся с пластом по меньшей мере в одном выбранном сегменте, для формирования трещин, распространяющихся от выбранных сегментов второго ствола по направлению к выбранным сегментам первого ствола.A known method of orienting hydraulic fractures in an underground formation opened by horizontal shafts (RF patent No. 2591999 IPC Е21В 43/17, ЕВВ 43/267, published July 20, 2016), in accordance with which: the first fracturing fluid is pumped into the first horizontal well, communicating with the formation in at least one selected segment, create a pressure of the first fracturing fluid in the first well to create a stress field around each selected segment of the first well, and simultaneously inject the second fluid a hydraulic fracturing under pressure containing proppant particles into a second horizontal wellbore located at a certain vertical distance from the first wellbore and communicating with the formation in at least one selected segment to form cracks propagating from selected segments of the second wellbore towards the selected segments of the first trunk.
Недостатком способа является необходимость бурения двух горизонтальных стволов, а также необходимость применения нестандартных способов стимулирования пласта для достижения цели.The disadvantage of this method is the need to drill two horizontal shafts, as well as the need to use non-standard methods of stimulating the formation to achieve the goal.
Известна работа: И.Д. Латыпов, А.И. Федоров, А.Н. Никитин. «Исследование явления переориентации азимута трещины повторного гидроразрыва пласта». Нефтяное хозяйство, №10, стр. 74-78, 2013 г., в которой описан способ определения момента переориентации направления трещины повторной операции ГРП в необсаженном стволе скважины. Недостатками описанного способа является невозможность его применения для перфорированных скважин, а также невозможность применения результатов исследования к скважинам, на работе которых сказывается влияние окружения (других скважин).Known work: I.D. Latypov, A.I. Fedorov, A.N. Nikitin. “Investigation of the reorientation of the azimuth of a re-fracturing fracture azimuth.” Oil industry, No. 10, pp. 74-78, 2013, which describes a method for determining the moment of reorientation of the direction of the fracture of the hydraulic fracturing operation in an open hole. The disadvantages of the described method is the impossibility of its application for perforated wells, as well as the impossibility of applying the results of the study to wells that are affected by the influence of the environment (other wells).
Известен способ повышения производительности скважин в нефтяных и газовых месторождениях (US 7069989, МПК Е21В 43/26, опубликовано 04.07.2006), включающий определение направления максимальных горизонтальных напряжений; создание, по меньшей мере, двух скважин так, чтобы они находились на расстоянии друг от друга в направлении, соответствующем направлению максимальных горизонтальных напряжений; формирование, по меньшей мере, в одной из скважин одной вертикальной щели, ориентированной от одной упомянутой скважины к другой; введение жидкости гидроразрыва по меньшей мере в одну указанную скважину для создания гидравлического разрыва в направлении от одной скважины к другой скважине. Согласно изобретению возможно формирование, по меньшей мере, одной дополнительной щели, которая ориентирована перпендикулярно первой упомянутой щели и имеет длину, соответствующую 20-50% длины упомянутой первой щели.A known method of increasing the productivity of wells in oil and gas fields (US 7069989, IPC ЕВВ 43/26, published on July 4, 2006), including determining the direction of maximum horizontal stresses; creating at least two wells so that they are at a distance from each other in the direction corresponding to the direction of maximum horizontal stresses; the formation, in at least one of the wells of one vertical gap, oriented from one of said wells to another; introducing hydraulic fracturing fluid into at least one of said wells to create hydraulic fracturing in the direction from one well to another well. According to the invention, it is possible to form at least one additional gap, which is oriented perpendicular to the first mentioned gap and has a length corresponding to 20-50% of the length of said first gap.
Недостатком данного способа является низкая технико-экономическая эффективность, а также необходимость бурения двух близкорасположенных стволов скважин.The disadvantage of this method is the low technical and economic efficiency, as well as the need to drill two nearby wellbores.
Известен способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта (патент РФ №2496001, МПК Е21В 43/26, опубликован 20.10.2013), включающий искусственное внутриконтурное воздействие на объект разработки путем закачки через нагнетательные скважины воды, и/или газа, и/или иного вытесняющего агента, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, причем проектирование и осуществление гидравлического разрыва пласта проводят комплексно в добывающих и нагнетательных скважинах на основе информации о геомеханических свойствах пород, слагающих нефтегазовую залежь. Первоначально гидравлический разрыв пласта проводят во всех добывающих скважинах, причем одновременно с этим при помощи геофизических методов, основанных на регистрации микросейсмических колебаний, а также на регистрации скважинными наклономерами изменения угла наклона пластов, возникающих при гидравлическом разрыве пород, определяют направления развития трещин гидравлического разрыва по азимуту, причем при снижении дебитов добывающих скважин ниже 10% от первоначальных значений проводят гидравлический разрыв во всех нагнетательных скважинах, а сразу же после проведения гидравлического разрыва в нагнетательных скважинах проводится обработка пласта высоким давлением для увеличения приемистости. С целью задания направления трещин гидроразрыва параллельно рядам нагнетательных и добывающих скважин искусственно изменяют поле напряжений в призабойной зоне пласта вокруг скважин, для чего гидроразрыв в скважинах осуществляют в два этапа, причем при первоначальном гидроразрыве в скважину закачивают кварцевый песок и тампонирующий состав, а при повторном - крепитель трещин - проппант.A known method of developing an oil and gas reservoir using hydraulic fracturing (RF patent No. 2496001, IPC ЕВВ 43/26, published October 20, 2013), including artificial contour impact on the development object by injecting water and / or gas through injection wells and / or another displacing agent, the selection of reservoir fluids through production wells, and the design and implementation of hydraulic fracturing is carried out comprehensively in production and injection wells based on information on geomechanical properties rocks of the oil and gas deposits. Initially, hydraulic fracturing is carried out in all producing wells, and at the same time, using geophysical methods based on the registration of microseismic vibrations, as well as on registration of borehole dipsticks, changes in the dip angle that occur during hydraulic fracturing of rocks, determine the direction of development of hydraulic fractures in azimuth moreover, when production wells decrease below 10% of the initial values, hydraulic fracturing is carried out in all injection wells x wells, and immediately after hydraulic fracturing in injection wells, the formation is treated with high pressure to increase injectivity. In order to set the direction of hydraulic fractures in parallel to the rows of injection and production wells, the stress field is artificially changed in the near-wellbore zone of the formation around the wells, for which hydraulic fracturing in the wells is carried out in two stages, with the initial hydraulic fracturing, quartz sand and plugging composition are pumped into the well, and with repeated fracturing, crack cracker - proppant.
Недостатком данного способа является необходимость длительного воздействия нагнетанием воды на пласт для создания условий поворота трещин на добывающих скважинах, при этом отсутствует контроль роста трещин на нагнетательных скважинах. Неконтролируемый рост трещин на нагнетательных скважинах приводит к преждевременной обводненности продукции на соседних добывающих скважинах, снижению возможности контроля за направлением развития трещин и конечному снижению коэффициента извлечения нефти и падению темпа добычи по сравнению с планируемым.The disadvantage of this method is the need for prolonged exposure to water injection on the formation to create conditions for the rotation of cracks in production wells, while there is no control of the growth of cracks in injection wells. Uncontrolled growth of cracks in injection wells leads to premature watering of products at neighboring producing wells, a decrease in the ability to control the direction of development of cracks and a final decrease in the oil recovery coefficient and a decrease in the rate of production compared to the planned one.
Задачей изобретения является создание рентабельной разработки нефтяных низкопроницаемых залежей.The objective of the invention is to create a cost-effective development of oil low permeability deposits.
Техническим результатом изобретения является повышение темпов добычи нефти и повышение конечного коэффициента извлечения нефти созданием дополнительных трещин на добывающих скважинах путем проведения на них повторных операций ГРП.The technical result of the invention is to increase the rate of oil production and increase the final oil recovery factor by creating additional cracks in production wells by conducting repeated hydraulic fracturing operations on them.
Технический результат достигается способом разработки нефтяной залежи системой вертикальных и/или наклонно направленных нагнетательных и добывающих скважин, который включает построение гидродинамической и геомеханической модели месторождения с определением значений минимального горизонтального регионального напряжения, максимального горизонтального регионального напряжения, а также первоначального направления максимального локального напряжения, проведение на добывающей скважине сразу после бурения стандартного комплекса геофизических исследований и акустического зондирования или акустического каротажа для определения механических параметров пласта, последующее перфорирование скважины и проведение операции первого гидравлического разрыва пласта с образованием закрепленной трещины, запуск скважины в работу, причем в процессе работы добывающей скважины периодически проводят расчет величин минимального Σmin и максимального Σmax локального горизонтального напряжения и определяют направление максимального локального напряжения в окрестности добывающей скважины на основании построенной гидродинамической модели пласта с учетом фильтрационных свойств пласта, механических свойств формации, работы скважин окружения, а также первоначальных значений минимального и максимального локального горизонтального напряжения пласта, а при достижении условия Σmax-Σmin>T/3, где Т - прочность породы на растяжение, проводят повторный гидравлический разрыв пласта с изменением направления трещины на угол не менее 15°.The technical result is achieved by the method of developing an oil reservoir using a system of vertical and / or directional injection and production wells, which includes the construction of a hydrodynamic and geomechanical model of the field with the determination of the minimum horizontal regional stress, maximum horizontal regional stress, as well as the initial direction of the maximum local stress, production well immediately after drilling a standard complex geophysical studies and acoustic sounding or acoustic logging to determine the mechanical parameters of the formation, subsequent perforation of the well and the operation of the first hydraulic fracturing with the formation of a fixed fracture, the launch of the well into operation, and during operation of the producing well, the minimum Σ min and maximum Σ are periodically calculated max of local horizontal stress and determine the direction of maximum local stress in the vicinity of mining wells based on the constructed hydrodynamic model of the formation, taking into account the filtration properties of the formation, the mechanical properties of the formation, the operation of the environment wells, as well as the initial values of the minimum and maximum local horizontal stress of the formation, and upon reaching the condition Σ max -Σ min > T / 3, where T - rock tensile strength, repeated hydraulic fracturing is performed with a change in the direction of the crack at an angle of at least 15 °.
Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг. 1 представлена схема регионального напряжения пласта при первом ГРП, на фиг. 2 - схема изменения локального напряжения в окрестности скважины при повторном ГРП, на фиг. 3 показана схема действия локальных напряжений на скважину с двумя взаимно ортогональными перфорационными каналами, на фиг. 4 показана диаграмма изменения дебита скважины.The invention is illustrated by drawings, where in FIG. 1 shows a diagram of the regional reservoir stress during the first hydraulic fracturing, in FIG. 2 is a diagram of a change in local stress in the vicinity of a well during repeated hydraulic fracturing, FIG. 3 shows a diagram of the action of local stresses on a well with two mutually orthogonal perforation channels, FIG. 4 shows a diagram of changes in well production.
Предложенный способ реализуется следующим образом.The proposed method is implemented as follows.
1. Разработку нефтяных залежей ведут произвольной системой вертикальных и/или наклонно направленных нагнетательных и добывающих скважин.1. The development of oil deposits is carried out by an arbitrary system of vertical and / or directional injection and production wells.
2. Проводят построение гидродинамической и геомеханической модели месторождения или части месторождения, где планируется применять данную технологию. Геомеханическая модель должна включать в себя данные о региональном напряженном состоянии: значениях минимального горизонтального регионального напряжения и максимального горизонтального регионального напряжения. Определяют первоначальное направление максимального локального напряжения. Направление развития трещины первого ГРП совпадает с направлением максимального локального горизонтального напряжения пласта -σh max (А.А. Хальзов, М.С.Антонов, В.Э. Халикова, М. А. Виноходов «Исследование эффективности формирования сетки скважин с учетом планирования мероприятий гидроразрыва пласта» Нефтепромысловое дело. - 2013 г. - №3. - С 81).2. Construct a hydrodynamic and geomechanical model of the field or part of the field where it is planned to apply this technology. The geomechanical model should include data on the regional stress state: the values of the minimum horizontal regional stress and the maximum horizontal regional stress. The initial direction of the maximum local voltage is determined. The direction of the crack development of the first hydraulic fracturing coincides with the direction of the maximum local horizontal stress of the reservoir - σ h max (A.A. Halzov, M.S. Antonov, V.E. Halikova, M.A. Vinokhodov “Study of the efficiency of formation of a grid of wells taking into account planning fracturing measures "Oilfield. - 2013 - No. 3. - C 81).
3. На добывающих скважинах сразу же после бурения проводят стандартный комплекс геофизических исследований (ГИС) и кросс-дипольное акустическое зондирование или широкополосный акустический каротаж, с помощью этого комплекса определяют механические параметры пласта: модуль Юнга и коэффициент Пуассона. При необходимости на основании этих данных корректируют геомеханическую модель. Далее проводят перфорирование скважины и операцию первого ГРП с образованием закрепленной трещины и пускают скважины в работу. На фиг. 1 показана скважина 1, направление 2 первоначального максимального локального напряжения пласта3. In production wells, immediately after drilling, a standard complex of geophysical surveys (GIS) and cross-dipole acoustic sounding or broadband acoustic logging are carried out, using this complex to determine the mechanical parameters of the formation: Young's modulus and Poisson's ratio. If necessary, the geomechanical model is adjusted based on these data. Next, perforation of the well and the operation of the first hydraulic fracturing are carried out with the formation of a fixed crack and the wells are put into operation. In FIG. 1 shows well 1,
-σh max, направление трещины первого ГРП-3.-σ h max , the direction of the crack of the first hydraulic fracturing-3.
4. На основании построенных гидродинамической и геомеханической моделей в процессе работы добывающей скважины периодически проводят расчет величин минимального Σmin и максимального Σmax локального горизонтального напряжения и определяют направление максимального локального напряжения в окрестности добывающей скважины.4. Based on the constructed hydrodynamic and geomechanical models, during operation of the production well, the minimum Σ min and maximum Σ max local horizontal stresses are periodically calculated and the direction of the maximum local stress in the vicinity of the production well is determined.
5. Основанием для проведения повторного ГРП является достижение условий Σmax-Σmin>T/3 и изменение направления максимального локального напряжения относительно первоначального более чем на 15°. На фиг. 2 зона измененного поля напряжений ограничена овальной пунктирной линией 4, внутри поля показано направление локального максимального напряжения пласта 5, трещина первого ГРП-3, трещина повторного ГРП-6.5. The basis for repeated hydraulic fracturing is to achieve the conditions Σ max -Σ min > T / 3 and change the direction of the maximum local stress relative to the initial one by more than 15 °. In FIG.
Для одиночной добывающей скважины изменение направления трещины повторного ГРП возможно только на 90° относительно первоначальной трещины. При наличии скважин окружения, оказывающих влияние на добывающую скважину, направление развития трещины повторного ГРП может отличаться от 90°, в этом случае направление определяют моделированием. При этом угол изменения направления трещины относительно первого ГРП не должен быть менее 15°. Данное значение угла поворота трещины является пороговым, ниже которого повторный ГРП приводит только к обновлению проницаемости пласта, по аналогии с образованием трещины вдоль старого направления.For a single production well, a change in the direction of a repeat fracturing fracture is possible only by 90 ° relative to the initial fracture. In the presence of environmental wells that affect the production well, the direction of the development of the fracture of the repeated hydraulic fracturing may differ from 90 °, in this case, the direction is determined by modeling. In this case, the angle of change in the direction of the crack relative to the first hydraulic fracturing should not be less than 15 °. This value of the angle of rotation of the fracture is threshold, below which repeated hydraulic fracturing leads only to renew the permeability of the reservoir, by analogy with the formation of a fracture along the old direction.
6. Скважину снова запускают в работу как добывающую.6. The well is again put into production as a production well.
Эффективность работы скважины с двумя трещинами оценивается на основании расчета дебита в гидродинамическом симуляторе.The efficiency of a well with two fractures is estimated based on a calculation of flow rate in a hydrodynamic simulator.
Технический результат изобретения достигается благодаря следующему.The technical result of the invention is achieved due to the following.
В процессе работы добывающей скважины локальное напряженное состояние в окрестности скважины меняется относительно первоначального в силу происходящих процессов фильтрации и появления дополнительной силы - градиента порового давления. На изменение локального напряженного состояния влияют проницаемость пласта, геометрия первой трещины ГРП, распределение пластового давления, параметры эксплуатации окружения. Для образования трещины в направлении, отличном от направления трещины первого гидроразрыва, необходимо периодически проводить расчет изменений локального напряженного состояния в окрестности скважины. Это позволит определить достижение условий: Σmax-Σmin>T/3 совместно с изменением направления максимального локального напряжения относительно первоначального и, соответственно, относительно направления первой трещины, после чего целесообразно проведение повторной операции ГРП с трещиной, ориентированной под углом к первой трещине.During the operation of the producing well, the local stress state in the vicinity of the well changes relative to the initial one due to the ongoing filtration processes and the appearance of an additional force - the pore pressure gradient. The change in the local stress state is affected by the permeability of the formation, the geometry of the first hydraulic fracture, the distribution of reservoir pressure, and the parameters of the environment. For the formation of a crack in a direction different from the direction of the crack of the first hydraulic fracturing, it is necessary to periodically calculate changes in the local stress state in the vicinity of the well. This will determine the achievement of the conditions: Σ max -Σ min > T / 3 together with a change in the direction of the maximum local stress relative to the initial and, accordingly, relative to the direction of the first fracture, after which it is advisable to carry out a repeated hydraulic fracturing operation with a fracture oriented at an angle to the first fracture.
Указанное условие проведения повторного ГРП получено из решения двух задач.The indicated condition for conducting repeated hydraulic fracturing was obtained from the solution of two problems.
Первая состоит в определении давления разрыва горизонтального цилиндрического перфорационного канала в среде, испытывающей неравные нагрузки с двух взаимно перпендикулярных направлений (фиг. 3): вдоль вертикального направления действует горное давление ΣV, с латерального направления действует некоторое значение локального горизонтального напряжения ΣH, зависящее от ориентации канала. Так, для перфорации, направленной вдоль действия максимального напряжения Σmax, выполнено равенство ΣH =Σmin и наоборот, причем вне зависимости от ориентации канала ΣH<ΣV. Для того чтобы разорвать канал, необходимо создать в нем давление Р, определяемое по формуле: P=3ΣH-ΣV+T, где Т - прочность породы на разрыв (Economides, M.J. and Nolte, K.G.: Reservoir Stimulation, Third Edition, Wiley, NY and Chichester, 2000, pages 3-27). Разрыв при этом происходит вдоль направления приложения максимального локального напряжения (в данном случае горного давления ΣV).The first is to determine the burst pressure of a horizontal cylindrical perforation channel in a medium experiencing unequal loads from two mutually perpendicular directions (Fig. 3): rock pressure Σ V acts along the vertical direction, a certain value of the local horizontal stress Σ H , depending on the lateral direction, depends on channel orientation. So, for perforation directed along the action of the maximum stress Σ max , the equality Σ H = Σ min is fulfilled and vice versa, moreover, regardless of the orientation of the channel Σ H <Σ V. In order to break the channel, it is necessary to create a pressure P defined in it formula: P = 3Σ H -Σ V + T, where T is the rock tensile strength (Economides, MJ and Nolte, KG: Reservoir Stimulation, Third Edition, Wiley, NY and Chichester, 2000, pages 3-27). The gap in this case occurs along the direction of application of the maximum local stress (in this case, the rock pressure Σ V ).
Вторая задача состоит в определении давления разрыва второго перфорационного канала при проведении повторного ГРП. Известно, что при работе скважины в режиме добычи после первого ГРП в ее окрестности происходит переориентация азимута в результате повторного ГРП: напряжение, действующее в направлении вдоль трещины, становится минимальным, а поперек трещины - максимальным (И.Д. Латыпов, А.И. Федоров, А.Н. Никитин. «Исследование явления переориентации азимута трещины повторного гидроразрыва пласта». Нефтяное хозяйство, №10, стр. 74-78, 2013 г.).The second task is to determine the burst pressure of the second perforation channel during repeated hydraulic fracturing. It is known that when a well is operating in production mode after the first hydraulic fracturing in its vicinity, the azimuth is reoriented as a result of repeated hydraulic fracturing: the stress acting in the direction along the fracture becomes minimal and maximum across the fracture (I.D. Latypov, A.I. Fedorov, AN Nikitin. “Research on the phenomenon of reorientation of the azimuth of the fracture of repeated hydraulic fracturing.” Oil industry, No. 10, pp. 74-78, 2013).
Допустим, что после перфорирования перед повторной операцией ГРП в скважине есть две пары перфорационных каналов (фиг. 3). Первый канал 7 расположен вдоль направления трещины, а второй 8 - поперек. Давление разрыва каждого перфорационного канала можно рассчитать по вышеприведенной формуле, соответственно для первого канала P1=3Σmax-ΣV+T', для второго канала Р2=3Σmin-ΣV+T, где Т' и Т - прочность породы на разрыв для соответствующих каналов. При проведении ГРП трещина инициируется из того канала, в котором давление разрыва меньше. Поэтому в качестве критерия образования поперечной трещины можно записать следующее неравенство: Σmax-Σmin>(Т-Т')/3. Прочность Т' для канала, расположенного вдоль трещины, значительно меньше значения прочности T для второго канала, поскольку в его окрестности есть зона нарушения сплошности (трещина первого ГРП). Поэтому можно положить Т'=0, что приводит к получению критерия образования поперечной трещины повторного ГРП: Σmax-Σmin>Т/3.Assume that after perforation before the repeated hydraulic fracturing operation, there are two pairs of perforation channels in the well (Fig. 3). The
Пример осуществления способаAn example of the method
В качестве объекта разработки рассматривается залежь нефти с низкопроницаемым коллектором. Залежь характеризуется следующими геолого-геофизическими параметрами: начальное пластовое давление 25 МПа, проницаемость пласта 1 мД, вязкость флюида 1 сП, пористость 0.2, общая сжимаемость 10-3 МПа-1, эффективная мощность пласта 10 м, прочность породы на растяжение - 5 МПа.An oil reservoir with a low permeability reservoir is considered as an object of development. The reservoir is characterized by the following geological and geophysical parameters: initial reservoir pressure of 25 MPa, reservoir permeability of 1 mD, fluid viscosity of 1 cP, porosity of 0.2, total compressibility of 10 -3 MPa -1 , effective reservoir thickness of 10 m, tensile strength of the rock - 5 MPa.
Проводят построение гидродинамической и геомеханической моделей пласта, определяя первоначальные значения минимального и максимального горизонтального напряжения пласта и направления максимального горизонтального напряжения.Hydrodynamic and geomechanical models of the formation are constructed, determining the initial values of the minimum and maximum horizontal stress of the formation and the direction of the maximum horizontal stress.
На основании геофизических исследований и проведенного акустического каротажа были определены механические параметры пласта: модуль Юнга - 10 ГПУ и коэффициент Пуассона - 0.25. На скважине проведено перфорирование и затем первая операция ГРП с образованием закрепленной трещины длиной 150 м.Based on geophysical studies and conducted acoustic logging, the mechanical parameters of the formation were determined: Young's modulus - 10 GPU and Poisson's ratio - 0.25. Perforation was carried out at the well and then the first hydraulic fracturing operation with the formation of a fixed crack 150 m long.
Скважину запускают в эксплуатацию с давлением 5 МПа. В процессе работы добывающей скважины периодически проводят расчет величин минимального Σmin и максимального Σmax локального горизонтального напряжения и определяют направления максимального локального напряжения в окрестности добывающей скважины. Расчет осуществляют на основании построенных гидродинамической и геомеханической моделей пласта с учетом фильтрационных свойств пласта, механических свойств формации, работы скважин окружения, а также первоначальных значений минимального Σmin и максимального Σmax локального горизонтального напряжения пласта.The well is put into operation with a pressure of 5 MPa. During the operation of the production well, the minimum Σ min and maximum Σ max local horizontal stresses are periodically calculated and the directions of the maximum local stress in the vicinity of the production well are determined. The calculation is carried out on the basis of the hydrodynamic and geomechanical models of the reservoir, taking into account the filtration properties of the formation, the mechanical properties of the formation, the operation of the environment wells, as well as the initial values of the minimum Σ min and maximum Σ max local horizontal stress of the formation.
Согласно расчетам через 6 месяцев разница максимального Σmax и минимального Σmin локальных горизонтальных напряжений, индуцированных полем давления, достигла 2 МПа, а направление максимального локального напряжения перпендикулярно первоначальному. После этого была проведена повторная операция ГРП, в результате которого образована вторая трещина в направлении, перпендикулярном к первой трещине.According to the calculations, after 6 months, the difference between the maximum Σ max and minimum Σ min of the local horizontal stresses induced by the pressure field reached 2 MPa, and the direction of the maximum local stress is perpendicular to the initial one. After this, a repeated hydraulic fracturing operation was carried out, as a result of which a second crack was formed in the direction perpendicular to the first crack.
Покажем, что в случае образования второй трещины, перпендикулярно к первой, достигается заявленный технический результат. Пусть трещина после первой операции ГРП имеет проницаемость 50 Д, а трещина повторной операции ГРП имеет проницаемость 200 Д. Сравним результаты моделирования для двух сценариев:We show that in the case of the formation of a second crack, perpendicular to the first, the claimed technical result is achieved. Suppose that the fracture after the first hydraulic fracturing operation has a permeability of 50 D and the fracture of the repeated hydraulic fracturing operation has a permeability of 200 D. Let us compare the simulation results for two scenarios:
1) Трещина повторной операции ГРП прошла вдоль направления первой трещины.1) The fracture of the hydraulic fracturing re-operation passed along the direction of the first fracture.
2) Образована вторая трещина в направлении, перпендикулярном первой.2) A second crack is formed in a direction perpendicular to the first.
На фиг. 4 показаны результаты моделирования с использованием гидродинамического симулятора двух сценариев образования трещины повторного ГРП: 9 - изменение дебета при образовании трещины вдоль старого направления (обновление проницаемости) и 10 - изменение дебета при образовании трещины поперек старого направления. Моделирование показывает, что разница дебета после проведения повторной операции ГРП во втором сценарии относительно первого сценария составляет 20 м3/сут в стационарном режиме работы скважины. Интегральный прирост добычи составляет или 7.3 тыс. м3 за год расчета.In FIG. Figure 4 shows the results of modeling using a hydrodynamic simulator of two scenarios of the formation of a fracture of repeated hydraulic fracturing: 9 - change in debit when a crack forms along the old direction (permeability update) and 10 - change in debit when a crack forms across the old direction. Modeling shows that the difference in debit after repeated hydraulic fracturing in the second scenario relative to the first scenario is 20 m 3 / day in the stationary mode of operation of the well. The integral increase in production is 7.3 thousand m 3 for the year of calculation.
Таким образом, предложенное изобретение позволяет повысить эффективность добычи нефти путем проведения на добывающих скважинах повторного ГРП с созданием на них дополнительных трещин и, соответственно, повысить темпы добычи.Thus, the proposed invention allows to increase the efficiency of oil production by conducting repeated hydraulic fracturing at producing wells with the creation of additional fractures on them and, accordingly, to increase the rate of production.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017128747A RU2666573C1 (en) | 2017-08-11 | 2017-08-11 | Method for development of oil drawing with repair hydraulism of plaster with change of direction of crack |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017128747A RU2666573C1 (en) | 2017-08-11 | 2017-08-11 | Method for development of oil drawing with repair hydraulism of plaster with change of direction of crack |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2666573C1 true RU2666573C1 (en) | 2018-09-11 |
Family
ID=63580225
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017128747A RU2666573C1 (en) | 2017-08-11 | 2017-08-11 | Method for development of oil drawing with repair hydraulism of plaster with change of direction of crack |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2666573C1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2708745C1 (en) * | 2019-03-05 | 2019-12-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Development method of low-permeability oil formation section |
| RU2723769C1 (en) * | 2019-06-04 | 2020-06-17 | Саусвест Петролиэм Юниверсити (СВПЮ) | Method of calculating volume of reverse flow of fluid for hydraulic fracturing of formation during hydraulic fracturing in horizontal wells in gas deposits of fractured sandstones |
| RU2732905C1 (en) * | 2019-05-07 | 2020-09-24 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Method for repeated hydraulic fracturing in horizontal wells |
| RU2733869C1 (en) * | 2019-12-26 | 2020-10-07 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method for development of a domanic oil reservoir |
| RU2745640C1 (en) * | 2020-07-28 | 2021-03-29 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Method of gas deposit development in low permeable siliceous opokamorphic reservoirs |
| RU2771648C1 (en) * | 2021-06-21 | 2022-05-11 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Method for predicting the spatial orientation of hydraulic fracturing cracks |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7069989B2 (en) * | 2004-06-07 | 2006-07-04 | Leon Marmorshteyn | Method of increasing productivity and recovery of wells in oil and gas fields |
| US7104320B2 (en) * | 2003-12-04 | 2006-09-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of optimizing production of gas from subterranean formations |
| RU2496001C1 (en) * | 2012-03-23 | 2013-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil-gas deposit using hydraulic fracturing of formation |
| RU2528308C1 (en) * | 2013-10-14 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil pool development with hydraulic fracturing |
| RU2565617C1 (en) * | 2014-10-13 | 2015-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of sandwich-type oil pool using hydraulic fracturing |
| RU2624944C1 (en) * | 2016-03-29 | 2017-07-11 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Method for developing low-permeable deposit |
-
2017
- 2017-08-11 RU RU2017128747A patent/RU2666573C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7104320B2 (en) * | 2003-12-04 | 2006-09-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of optimizing production of gas from subterranean formations |
| US7069989B2 (en) * | 2004-06-07 | 2006-07-04 | Leon Marmorshteyn | Method of increasing productivity and recovery of wells in oil and gas fields |
| RU2496001C1 (en) * | 2012-03-23 | 2013-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil-gas deposit using hydraulic fracturing of formation |
| RU2528308C1 (en) * | 2013-10-14 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil pool development with hydraulic fracturing |
| RU2565617C1 (en) * | 2014-10-13 | 2015-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of sandwich-type oil pool using hydraulic fracturing |
| RU2624944C1 (en) * | 2016-03-29 | 2017-07-11 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Method for developing low-permeable deposit |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2708745C1 (en) * | 2019-03-05 | 2019-12-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Development method of low-permeability oil formation section |
| RU2732905C1 (en) * | 2019-05-07 | 2020-09-24 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Method for repeated hydraulic fracturing in horizontal wells |
| RU2723769C1 (en) * | 2019-06-04 | 2020-06-17 | Саусвест Петролиэм Юниверсити (СВПЮ) | Method of calculating volume of reverse flow of fluid for hydraulic fracturing of formation during hydraulic fracturing in horizontal wells in gas deposits of fractured sandstones |
| RU2733869C1 (en) * | 2019-12-26 | 2020-10-07 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method for development of a domanic oil reservoir |
| RU2745640C1 (en) * | 2020-07-28 | 2021-03-29 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Method of gas deposit development in low permeable siliceous opokamorphic reservoirs |
| RU2771648C1 (en) * | 2021-06-21 | 2022-05-11 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Method for predicting the spatial orientation of hydraulic fracturing cracks |
| RU2779704C1 (en) * | 2022-02-21 | 2022-09-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil field development method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2666573C1 (en) | Method for development of oil drawing with repair hydraulism of plaster with change of direction of crack | |
| Siddhamshetty et al. | Modeling of hydraulic fracturing and designing of online pumping schedules to achieve uniform proppant concentration in conventional oil reservoirs | |
| US9394774B2 (en) | Methods and devices for hydraulic fracturing design and optimization: a modification to zipper frac | |
| US9617839B2 (en) | Method of forming directionally controlled wormholes in a subterranean formation | |
| US10458215B2 (en) | Producing hydrocarbons from a formation | |
| Zhang et al. | Hydraulic fracturing initiation and near-wellbore nonplanar propagation from horizontal perforated boreholes in tight formation | |
| CN110359899B (en) | Method for improving effective reconstruction volume through repeated fracturing of shale gas horizontal well | |
| RU2496001C1 (en) | Development method of oil-gas deposit using hydraulic fracturing of formation | |
| Furui et al. | A Comprehensive Model of High-Rate Matrix-Acid Stimulation for Long Horizontal Wells in Carbonate Reservoirs: Part II—Wellbore/Reservoir Coupled-Flow Modeling and Field Application | |
| CN104040110A (en) | Modeling of interaction of hydraulic fractures in complex fracture networks | |
| Manchanda et al. | Factors influencing fracture trajectories and fracturing pressure data in a horizontal completion | |
| RU2624944C1 (en) | Method for developing low-permeable deposit | |
| RU2591999C1 (en) | Orientation method of hydraulic fracturing cracks in underground formation, developed by horizontal shafts | |
| CN110439519A (en) | A kind of fracturing process and system based on the design of limit current limliting | |
| Zeng et al. | Optimized design and use of induced complex fractures in horizontal wellbores of tight gas reservoirs | |
| Siddhamshetty et al. | Simultaneous measurement uncertainty reduction and proppant bank height control of hydraulic fracturing | |
| US20230313658A1 (en) | Strengthening fracture tips for precision fracturing | |
| Pitcher et al. | Geomechanical analysis of in-situ stress and its influence on hydraulic fracturing at the Wattenberg Field, Colorado | |
| RU2637539C1 (en) | Method for formation of cracks or fractures | |
| Zhao et al. | Choke management optimization for shale gas reservoirs with EDFM | |
| Algarhy et al. | Design aspects of optimized zipper frac | |
| Johnson et al. | Improving fracture initiation and potential impact on fracture coverage by implementing optimal well-planning and drilling methods for typical stress conditions in the Cooper Basin, Central Australia | |
| Sorek et al. | Productivity-maximized horizontal-well design with multiple acute-angle transverse fractures | |
| Rahim et al. | Evaluation and Application of Novel Technologies and Their Impact on Sustained Gas Production in Saudi Arabian Reservoirs: Field Examples | |
| Malhotra et al. | Horizontal-Well Fracturing by Use of Coiled Tubing in the Belridge Diatomite: A Case History |